2014-02-17
1067
Воздействие давлением пороховых газов
Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а так же песками и слабосцементированными песчаниками.
Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.
Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.
Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200о С и гидростатическимдавлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100о С и 35 МПа, соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.
Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.
При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях— лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля, привязку по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.
После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.
Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.
При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.
При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на
отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.
Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.
Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.
Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:
-установка фильтров;
-заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;
-термические и термохимические способы;
-синтетические полимеры;
-песчано-смолистые составы;
-пеноцементы;
Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.
Подготовительные работы:
-Определяют температуру в зоне тампонирования.
-Определяют содержание механических примесей в продукции.
-Определяют дебит и содержание воды в продукции.
-Останавливают и глушат скважину.
-Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.
Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции. При обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.
-Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.
-Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.
-Закачивают приготовленный тампонажный раствор в пласт.
-Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.
